适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术的制作方法
【专利摘要】本发明属于石油开发【技术领域】，尤其涉及适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术。本发明的技术方案为：适用于水驱开采油田的多元调驱体系，包括氮气、泡沫、微球和驱油剂。通过对水驱开采油田的高含水油井含水上升原因研究，为控制油井含水上升，提高水驱开采效果，发明了在水井注水过程中注氮气、泡沫、微球、驱油剂多元体系改善吸水剖面，提高水驱波及体积的多元体系调驱技术。
【专利说明】适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术
【技术领域】
[0001]本发明属于石油开发【技术领域】，尤其涉及适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术。
【背景技术】
[0002]目前孤岛油田实施水驱的油藏主要是聚驱后转水驱项目以及常规水驱单元，已进入高采收率、高采出程度、高含水开发阶段，层内、层间、平面三大矛盾更加突出，水驱单元综合含水已达93%，相当于注93方水只能采出7吨原油，注水无效循环严重使水驱单元目前处于低效开发阶段，随着综合含水的继续升高，油田开发难度进一步加大，经济效益也越来越差。如何进一步提高水驱单元采收率和开发效益成为油田开发十分迫切的任务。
[0003]但是聚驱后单元由于采出程度进一步提高，剩余油分布更加零散，油藏非均质性进一步加剧，常规水驱油藏由于物性、经济性以及聚驱技术等原因，增加了提高采收率的技术难度，因此急需探索有效的新方法，改善高含水油田的开发效果。
【发明内容】
[0004]本发明的目的在于，克服现有技术的不足，提供了一种适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术。通过对水驱开采油田的高含水油井含水上升原因研究，为控制油井含水上升，提高水驱开采效果，发明了在水井注水过程中注氮气、泡沫、微球、驱油剂多元体系改善吸水剖面，提高水驱波及体积的多元体系调驱技术。解决水驱油田后期剖面矛盾、窜流突出，注水效率低、递减速度快等问题，适合水驱开采油田的高含水井调剖应用，与常用的化学驱开发方式比较，该技术优势在于对目前调驱领域新工艺的复合应用，不仅实现了以提高驱替波及效果和洗油效率的双效提高老油田的采收率，而且所用材料的环保、价格优势明显，实施工艺简单，大大降低了技术投资成本。
[0005]为解决上述技术问题，本发明的技术方案为:适用于水驱开采油田的多元调驱体系，包括氮气、泡沫、微球和驱油剂。
[0006]所述微球为聚合物微球，微球耐温60_95°C，耐盐4000~10000mg/L，微球初始尺寸均在纳米级，小于200nm。微球要具有良好的可注性，能够产生良好的逐级封堵效果，对高低渗岩心要有较好的分流作用，在室内条件下注入0.3PV后高渗分流率要下降85%以上。
[0007]所述发泡剂耐温能力大于70°C，在注入体系中的浓度为0.3~0.5%，0.5%发泡剂发泡体积> 600ml，半衰期> 400s。
[0008]所述驱油剂为改性羧酸盐活性剂，耐温能力大于90°C，在注入体系中的质量浓度为0.5~0.6%，质量浓度0.5%活性剂与试验区原油的界面张力小于5X 10_3mN/m。
[0009]微球及氮气泡沫为调剖封堵大孔道组分，其中氮气泡沫体系气液体积比应控制在1:1左右。
[0010]适用于水驱开采油田的多元调驱技术，包括以下步骤:
I)调剖阶段:第一段塞:微球调剖和氮气泡沫调剖，微球注入速度为正常注水速度的80%~90%，氮气注入量为600Nm3/h，发泡剂注入量为7.5m3/h,配制发泡剂质量浓度为0.5%，通过微球和氮气泡沫注入，注入井油压上升2~3MPa ；
第二段塞:注聚合物微球和聚合物冻胶，其中聚合物微球注入质量浓度为0.1~0.5%，注入速度为正常注水速度的80%~90%，通过堵调剂注入，注入井油压上升至低于干压
0.5-lMPa时停注转驱油阶段；
聚合物冻胶为现有市售的产品，即为聚合物溶液与交联剂在一定条件下形成具有一定强度的封堵剂。聚合物溶液是浓度为5000mg/L的聚丙烯酰胺溶液，交联剂与聚合物溶液的质量比为0.4:100。交联剂为现有市售的产品。
[0011]2)驱油阶段:第三段塞:微球调剖和驱油剂，注入微球为聚合物微球，注入驱油剂为质量浓度0.6%的驱油体系，该驱油体系为羧酸盐和磺酸盐，羧酸盐和磺酸盐的质量比为2:1,注入速度为正常注水速度，持续注入30~40d;
以此步骤连续注完后，转正常注水。
[0012]适应条件
(1)油藏非均质性强，由于泡沫、微球主要产生于砂层的大孔道内，因此选择有较高渗透率的油层；
(2)油水井注采对应较好，水驱油井综合含水>85%的区块；
(3)水驱后形成大孔道窜进通道，对应油井含水上升快，油井控制区域内存在剩余油富集区；
(4)在剩余油低的区域以堵为主，在存在局部油水井水窜通道区域以封堵为主的整体调驱技术；
(5)油层厚度 5米；
(6)井下套管完好。
[0013]本发明的有益效果是:本发明利用泡沫的高封堵性、聚合物微球逐级深部调驱、改性羧酸盐的驱油效果组合应用，达到1+1+1 > 3的效果，技术属于首创，水平达国际先进。该技术将剖面调整和驱油结合起来加强对水驱单元的整体调驱治理，在剩余油分布研究基础上，精细油水井剖面及大孔道尺寸识别与分布，采取在剩余油富集区以驱为主，在剩余油低的区域以堵为主，在存在局部油水井水窜通道区域以封堵为主的整体调驱技术思路。该技术的成功应用可有效提高后续水驱单元的采收率，成为老油田深度挖潜的有效接替技术，具有广阔的应用前景。该技术的产品体系同条件下性价比高，普适性好，有望成为老油田稳产措施的材料，可规模化应用。
【专利附图】
【附图说明】
[0014]图1为⑶1-4N13井调驱施工油压曲线图；
图2为⑶1-4N13井组调剖前后生产曲线。
【具体实施方式】
[0015](一)第一段塞:微球调剖+氮气泡沫调剖 1、施工流程:应用大剂量注入设备注入微球，应用氮气车注入氮气泡沫体系。
[0016]2、施工步骤:
(I)按施工流程，连接泵及地面管线，各闸门、开关完好。
[0017](2)管线试压:试压15~20MPa不刺、不漏，调试注入泵工作正常，并标定其排量符合设计要求。
[0018](3)试注:开泵,试注污水10m3，核定泵排量，记录试注压力。
[0019](4)注聚合物微球:配液方法(以1m3池子为例):配液池中加入9m3污水后加入30公斤聚合物微球，搅拌均匀后加入5000mg/L聚合物母液lm3，搅拌均匀后开始注入。注入排量控制在7m3/h。注:可根据微球悬浮情况调整聚合物母液加入量。所用的聚合物母液，是聚丙烯酰胺用清水配制成5000mg/L溶液后，再用污水稀释到现场所需浓度进行注入，通常将清水配制成5000mg/L的聚合物溶液称为聚合物母液。
[0020](5)氮气泡沫:连接管线试压合格，氮气注入量600Nm3/h，发泡剂注入量7.5m3/h，配制发泡剂质量浓度为0.5%。
[0021]具体注入段塞方式、排量、配比根据地层情况及现场注入压力调整。
[0022](二)第二段塞:聚合物微球+聚合物冻胶 1、施工流程:
应用大剂量注入设备注入微球及冻胶体系。
[0023]2、施工步骤:
(I)按照施工流程，连接泵及地面管线，各闸门、开关完好。
[0024](2)管线试压:试压15~20MPa不刺、不漏，调试注入泵工作正常，并标定其排量符合设计要求。
[0025](3)试注:开泵,试注污水10m3，核定泵排量，记录试注压力。
[0026](4)注聚合物微球:配液方法(以1m3池子为例):配液池中加入9m3污水后加入25公斤聚合物微球，搅拌均匀后加入5000mg/L聚合物母液lm3，搅拌均匀后开始注入。注入排量、注入时间的控制根据井组情况确定。注:可根据微球悬浮情况调整母液加入量。
[0027](5)注聚合物+交联剂体系:配液方法(以1m3池子为例):配液池中加入4m3污水后均匀加入5000mg/L聚合物母液6m3，搅拌后加入交联剂20公斤，搅拌均匀后开始注入。注入排量控制在7m3/h，注入时间48h。
[0028](6)顶替:顶替污水20m3。
[0029](7)侯凝:关井侯凝3天后转驱油段塞。
[0030](三)第三段塞:微球调剖+驱油剂
1、施工流程:
该段塞在注水站通过设置调驱流程进行注入，注入泵连接注入井管线，调驱罐中为设计比例的驱油剂，微球罐中为聚合物微球，注入泵注入速度根据设计浓度核算，与注水汇和后经静混器混合后注入到注水井内。
[0031]2、施工步骤:
(I)按照施工流程，连接泵及地面管线，各闸门、开关完好，水井调至配注，正常注入，记录注入压力。
[0032]( 2 )调驱流程管线试压:试压不刺、不漏，调试微量泵注入工作正常，并标定其排量符合设计要求。
[0033](3)微球、羧酸盐，磺酸盐注入量注入时间根据井组情况确定发明的效果:
自2011年以来，根据储层发育及油藏开发特征分析，在孤岛油田中一区Ng4单元的⑶1-4N13井组及垦西油田垦622块实施了氮气、泡沫、微球、驱油剂多元体系调驱工艺技术试验。截止到2012年10月，共实施注入3 口水井，对应油井14 口，受效11 口，见效率79%。
[0034](I)调剖过程中注入井油压上升
氮气泡沫+微球调剖后，井口油压呈上升趋势。如孤岛油田中一区Ng4单元的⑶1-4N13井组试验区，注入井⑶1-4N13井自2011年8月开始调驱施工，共分四个段塞注入，I个月完成注入，累计注入调剖液量3230方。注入压力由7MPa升至9.1MPa，氮气混注压力稳定在12MPa (如图1)。注入油压升高说明氮气泡沫+微球调剖达到了封堵大孔道水流窜留通道，调整吸水剖面，提高驱替波及系数的目的。
[0035](2)井组油井增油降水效果
以中一区Ng4单元的⑶1-4N13试验区为例，以调驱后生产动态来看，注入氮气泡沫+微球调驱后，⑶1-4N13水井注入油压上升，与注入前相比上升了 1.5MPa ;对应油井含水下降，平均下降超过I个百分点，油井动液面也呈下降趋势，累计增油909吨，已初步见效。见图2。
【权利要求】
1.适用于水驱开采油田的多元调驱体系，其特征在于:所述多元调驱体系包括氮气、泡沫、微球和驱油剂。
2.根据权利要求1所述的适用于水驱开采油田的多元调驱体系，其特征在于:所述微球为聚合物微球，耐温60-95°C，耐盐4000~10000mg/L，微球初始尺寸均在纳米级，小于.200nm。
3.根据权利要求1所述的适用于水驱开采油田的多元调驱体系，其特征在于:所述发泡剂耐温能力大于70°C，在注入体系中的浓度为0.3~0.5%，0.5%发泡剂发泡体积>.600ml,半衰期> 400s。
4.根据权利要求1所述的适用于水驱开采油田的多元调驱体系，其特征在于:所述驱油剂为改性羧酸盐活性剂，耐温能力大于90°C，在注入体系中的质量浓度为0.5~0.6%，质量浓度0.5%活性剂与试验区原油的界面张力小于5X 10_3mN/m。
5.适用于水驱开采油田的多元调驱技术，其特征在于:包括以下步骤: 1)调剖阶段: 第一段塞:微球调剖和氮气泡沫调剖，微球注入速度为正常注水速度的80%~90%，氮气注入量为600Nm3/h，发泡剂注入量为7.5m3/h,配制发泡剂质量浓度为0.5%，通过微球和氮气泡沫注入，注入井油压上升2~3MPa ； 第二段塞:注聚合物微球和聚合物冻胶，其中聚合物微球注入质量浓度为0.1~0.5%，注入井油压上升至低于干压0.5-lMPa时停注转驱油阶段； 2)驱油阶段:第三段塞:微球调剖和驱油剂，注入微球为聚合物微球，注入驱油剂为质量浓度0.6 %的驱油体系，该驱油体系为羧酸盐和磺酸盐，羧酸盐和磺酸盐的质量比为.2:1 ； 以此步骤连续注完后，转正常注水。
【文档编号】E21B43/22GK104178100SQ201310197955
【公开日】2014年12月3日 申请日期:2013年5月26日 优先权日:2013年5月26日
【发明者】付继彤, 张岩, 占程程, 秦斌, 屈人伟, 宋岱峰, 李楠 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤岛采油厂